电站锅炉节能潜力在于优化锅炉设计、系统配置及锅炉运行管理。
1）提高蒸汽参数
在现有锅炉机组上，将过热蒸汽压力相应提高到24～35 MPa，一次再热蒸汽参数温度由535℃提升到610℃或620℃，取得了运行实绩，为现有火电机组拓开了一种节能的措施，同时，还开展了700℃等级超超临界机组的探索。正在研发的超超临界燃煤机组，蒸汽温度拟提升到700℃，节能减排效果显著，它与600℃超超临界参数相比，发电率可提高至50%，供电煤耗可降低约36 g/（kW·h），CO2排放减少13%。
2）二次再热
2015年前后我国投产了第一座2×660 MW超超临界二次再热机组电厂。锅炉出口蒸汽参数为32.45 MW/605℃/623℃/623℃，与一次再热的超超临界机组（26.25 MPa/600℃/600℃）相比，热耗由7 380 kJ/（kW·h）降至二次再热7 132 kJ/（kW·h），降低发电标煤耗约2.5 g/（kW·h）；厂用电率为3.36%（含脱硫脱硝），比2014年国内600 MW级一次再热火电湿冷机组平均水平4.24%低0.88%。燃煤机组整体效率可达42%～44%［7］。它还有国内首台采用炉烟再循环系统调节双再热温度、最小的660 MW机组主厂房（25.049 5×104m3）和首个二次再热机组汽机基座等特点（见图6-1）。该机组的成功投运标志着我国电力设计、制造、安装和调试水平又迈上了新台阶。
图6-1 660 MW机组主厂房（优化长度为154.2 m）
3）富氧+小油枪点火
重庆恒泰发电公司2×300 MW国产亚临界、四角切圆燃烧器的燃煤锅炉原采用传统的#0轻柴油点火和低负荷投油助燃方式，锅炉设计安装四层点火枪，其中A层为等离子点火，AB层为空气雾化点火油枪，出力0.8 t/h，BC和DE层为机械雾化油枪，出力1.5 t/h。
近些年随煤炭市场发生较大的变化，锅炉多燃用劣质烟煤和贫煤的混煤。燃用煤质发生的变化导致等离子点火方式对劣质烟煤、贫煤、无烟煤失效。2009年，公司将四角燃烧器A层等离子点火改造为微油点火，出力0.3 t/h；2010年将BC和DE层机械雾化油枪改为空气雾化油枪，出力0.8 t/h。由于油价的长期高涨，启动点火和低负荷稳燃的燃料成本成为极大的经济负担，而且在冷炉启动初期由于电除尘不能及时投入而造成了烟尘对环境的污染，再则助燃不足，煤粉燃烬率也较低，所以公司决定采用富氧燃烧点火器［8］（见图6-2）。
图6-2 富氧预混燃烧室及点火器示意图
恒泰电厂对2×300 MW机组锅炉进行富氧点火技术改造。2015年5月完成#2炉富氧燃烧改造项目，在锅炉点火、深度调峰、锅炉煤粉稳燃方面取得了明显效果，解决了锅炉点火期间不能投入电除尘器运行导致周边环境污染的问题，解决了点火期间污染脱硫的浆液、脱硝等环保装置的安全问题。
4）超低负荷运行
我国纯凝机组调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型的抽凝式机组在供热期间的调峰能力仅为额定容量的20%。
（1）案例 重庆富燃科技公司改造角式/旋流/W型锅炉燃烧器，采用断层/错位富氧燃烧调峰方式［9-10］。富氧深度调峰技术的实践（见表6-6与表6-7）证明了机组具有不停锅炉、超低负荷（20%额定负荷）调峰的特性，可达到机组快速爬坡所需负荷，可减少锅炉启停时间。
表6-6 火电厂机组富氧深度调峰技术应用情况
表6-7 富氧燃烧点火稳燃节油技术改造前后的对比数据
（2）实绩 煤种适应性强，节油率高达90%以上，可点燃烟煤、贫煤、无烟煤、煤矸石等不同的煤种；不产生油污，确保环保设备全程安全、高效运行。在锅炉取消烟气旁路后能够确保脱硫、脱硝等环保装置安全投运；安全、可控、零维护，由于减少机组的启停次数，降低了汽轮机转子、锅炉汽包、阀门等重要厚壁部件的寿命损耗，减少维护工作量与维修费用；快速升高机组负荷，为电厂带来优先上网权，破解电网安全和经济调度矛盾带来的困局。(www.xing528.com)
5）低温省煤器
烟气深度冷却系统的低温省煤器可使厂用电率下降0.15%，汽轮机热耗降低51.2 kJ/（kW·h），供电所需煤量降低约1.89 g/（kW·h）。回收烟气余热对节能、节水效果显著［11］。
（1）锅炉烟气余热回收利用技术和工程应用［12］。
通常的几种节能措施：①加装低温省煤器回收烟气余热；②回收烟气余热加热锅炉进风（低温省煤器和暖风器组合）；③旁路高温省煤器和低温省煤器组合（加热高压与低压给水）。
（2）几种低温省煤器运行的优缺点。
加热锅炉空气预热器进风，由约25℃提高到约50℃，其加热方法有暖风器、烟气再循环。但是锅炉空气预热器进风温度的提高导致锅炉排烟温度上升和厂用电增加；热风再循环会造成锅炉效率的降低，同时再循环热风中所携带的粉尘会造成风机叶片的磨损减薄，带来安全隐患。
凝结水由蒸汽加热转由烟气加热的方法增电节能。烟气余热回收低温省煤器能使凝结水温度提高20℃左右，节省大量用于加热凝结水的低压抽汽量。
在SCR出口布置SCR后省煤器（对原省煤器进行扩容），电除尘入口布置烟气余热回收装置和冷风加热系统可以最大限度地利用烟气余热，节约煤耗量，回收成本时间短。
依照满负荷工况测试数据——预热器进口温度27℃为基准设计，在脱硝反应器下方增设SCR后省煤器，将原空气预热器入口温度由369℃降到324℃，空气预热器排烟口温度由140℃降到125℃；30%BECR工况下（压力9.43 MPa，温度286℃），最终省煤器出口给水欠焓20℃；50%BECR工况下（压力14.5 MPa，温度285℃），最终省煤器出口给水欠焓20℃，负荷规定欠焓不小于15℃。在除尘器入口增加四组低温省煤器将烟气温度继续由123℃（多数时间及负荷可控制在115℃）继续降到90℃。
（3）对环境温度变化的适应性。
在夏季，该部分余热用于加热凝结水，分别从8号低压加热器入口抽取水温为33.18℃凝结水和从7号低压加热器出口抽取水温为91.99℃凝结水，混合成65℃后进入低温省煤器，经低温省煤器加热至95.5℃后回到6号低压加热器入口，减少汽轮机的抽气。
冬季或低负荷时，设计利用该部分烟气余热通过管式暖风器，加热空气预热器入口的空气至最高39℃（加热空气预热器入口一、二次风），将空气预热器出口排烟温度控制在120℃。在防止空气预热器出口排烟温度过低而发生堵塞的同时，提高机组经济性。
图6-3为某项目烟气冷却器出口水温在101℃到110℃之间变化时，节省蒸汽做功量的计算结果。烟气冷却器与#6低压加热器并联，当出口水温等于#6低压加热器出口的水温，即107.3℃时，排出的蒸汽做功能力最强。
高、低温省煤器改造后的节能情况如下：高温省煤器增设后，BECR负荷工况下锅炉排烟温度至少降低10℃，提高锅炉效率约0.5%，节约发电煤耗不低于1.6 g/（kW·h）；夏季低温省煤器将排烟温度继续降低40℃，冬季暖风器利用余热可节约发电煤耗1.4 g/（kW·h），共计节约发电煤耗3.0 g/（kW·h）。
图6-3 烟气冷却器出口水温优化计算
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